Burny: 2023 rok upłynie pod znakiem walki z kryzysem energetycznym i postępów Fit for 55
Początek nowego roku to dobra okazja do spojrzenia w agendę instytucji europejskich i zidentyfikowania energetycznych priorytetów Brukseli na nadchodzący rok. W 2023 roku Europa skupi się przede wszystkim na kontynuacji walki z kryzysem energetycznym i procedowaniu pozostałych elementów legislacji gigantycznego pakietu legislacyjnego Fit for 55 – pisze Maciej Burny z Enerxperience.
Początek nowego roku daje dobrą okazję do spojrzenia w agendę instytucji europejskich i zidentyfikowania energetycznych priorytetów Brukseli na nadchodzący rok. Po analizie planowanych prac unijnych decydentów można powiedzieć, że Europa skupi się w 2023 roku przede wszystkim na dwóch podstawowych kategoriach spraw – 1) kontynuacji walki z kryzysem energetycznym, w tym z rekordowo wysokimi cenami paliw i energii; 2) procedowaniu pozostałych elementów legislacji gigantycznego pakietu legislacyjnego „Gotowi na 55”. W niniejszym artykule przyjrzymy się w szczegółach, czego możemy oczekiwać od Brukseli w każdej z kategorii planowanych działań.
W 2023 roku UE będzie nadal zajmować się zeszłorocznym kryzysem energetycznym wywołanym wojną w Ukrainie i zapobieganiem jego dalszym negatywnym skutkom dla europejskiej gospodarki. W tym obszarze, po fali awaryjnej legislacji przyjmowanej pod koniec 2022 roku i mającej na celu krótkoterminowe okiełznanie wzrostów cen surowców i energii, głównym wyzwaniem 2023 roku będzie z pewnością strukturalna reforma rynku energetycznego, którą Bruksela ma przedstawić w pierwszym kwartale roku. W odróżnieniu od działań ad hoc przyjmowanych w zeszłym roku, zmiana modelu rynku ma mieć charakter trwały i długoterminowy.
Na podstawie pojawiających się nieformalnych dokumentów wiadomo, że możemy oczekiwać propozycji reform skutkujących trwałym odłączeniem ścieżek cen gazu od cen energii elektrycznej. Jednym z głównym rozwiązań ma być strukturalna propozycja wprowadzenia dwustronnych kontraktów różnicowych dla wytwórców niskoemisyjnych (dla nowych inwestycji), która miałaby zapewnić odbiorcom korzyści kosztowe z transformacji energetycznej w postaci kontrolowanych cen energii z tych źródeł. Takie rozwiązanie pozwoliłoby uniknąć tzw. „zysków nieuzasadnionych” dla wytwórców niskoemisyjnych funkcjonujących w obecnym modelu rynku, w którym cena energii jest ustalana w oparciu o koszty zmienne (głównie paliwa i emisji CO2) jednostek konwencjonalnych. Kosztów tych nie ponoszą jednostki oparte na odnawialnych źródłach energii.
Konwencjonalne źródła wytwarzania energii elektrycznej (w oparciu o gaz ziemny i węgiel) nadal podlegałyby krótkoterminowym konkurencyjnym rynkom opartym na cenach krańcowych wytwarzania energii. Inną rozważaną przez Komisję opcją jest kontynuacja stosowania limitu cenowego (180 EUR/MWh)dla źródeł niegazowych na wzór już funkcjonującego i wprowadzonego awaryjnie w zeszłym roku mechanizmu. Nadwyżki przychodów firm powyżej limitu trafiają do budżetów państw UE i są wykorzystywane m.in. do pokrycia rosnących kosztów dla odbiorców energii. Limity zgodnie z Rozporządzeniem UE mają funkcjonować tylko do końca marca 2023 roku, ale Bruksela rozważa strukturalne przedłużenie tej regulacji.
Jedną z opcji obecnie analizowanych jest także powrót do kontraktów długoterminowych połączony ze znoszeniem barier regulacyjnych dla umów PPA (ang. Power PurchasingAgreements).
Komisja miała rozpocząć konsultacje społeczne w zakresie reformy modelu rynku energii w grudniu zeszłego roku, ale na ten moment nie zostały one jeszcze uruchomione. Oczekuje się, że dokument konsultacyjny zawierający ukierunkowane pytania dotyczące przeglądu struktury rynku energii zostanie udostępniony przed końcem stycznia, a Bruksela planuje przedstawić wniosek legislacyjny w marcu 2023 roku. Następnie swoje prace nad poprawkami do propozycji Komisji rozpoczną Rada UE i Parlament Europejski.
Jednocześnie, w swoim programie prac na pierwszą połowę roku, Prezydencja Szwedzka nie wyklucza dodatkowych awaryjnych inicjatyw legislacyjnych, które mogą okazać się konieczne w ramach reakcji na bieżącą sytuację związaną z kryzysem energetycznym. Przypomnijmy, że uprzednia Prezydencja Czeska zorganizowała aż pięć nadzwyczajnych szczytów energetycznych w celu procedowania awaryjnych aktów prawnych w ramach walki z kryzysem cenowym na rynku energii.
Szwedom pozostanie także kwestia wdrażania wcześniej przyjętych awaryjnych rozwiązań prawnych, jak np. limitu cen gazu ziemnego na giełdzie TTF i innych platformach. Środek, wraz z ceną maksymalną na poziomie 180 EUR/MWh ma zostać wprowadzony w lutym. Spodziewać się można również aktywacji platformy wspólnego zakupu gazu oraz utworzenia nowego benchmarku dla skroplonego gazu ziemnego do 31 marca 2023 roku.
Jeśli chodzi o dalsze prace nad dopięciem pakietu „Gotowi na 55”, Szwedzi mają część pracy „z głowy” dzięki Czechom, którzy na koniec swojego przewodnictwa w Radzie UE domknęli negocjacje kluczowej dyrektywy EU ETS (dot. handlu uprawnieniami do emisji) oraz powiązanego Rozporządzenia CBAM (dot. opłaty granicznej dla importowanych do UE towarów).
Niemniej jednak, do uzgodnienia pozostaje szereg kluczowych aktów prawnych pakietu „Gotowi na 55”, w tym przede wszystkim: 1) rewizja dyrektywy o odnawialnych źródłach energii; 2) rewizja dyrektywy o efektywności energetycznej; 3) dyrektywa w sprawie charakterystyki energetycznej budynków; 3) rozporządzenie metanowe; czy 4) pakiet dla gazów zdekarbonizowanych i wodoru.
W kwestii rewizji dyrektywy OZE istotny będzie naturalnie poziom ambicji w zakresie udziału odnawialnych źródeł energii w zużyciu finalnym, w tym w wytwarzaniu energii i ciepła. Wydaje się, że w kwestii celu OZE na 2030 roku w zużyciu finalnym skończymy gdzieś pomiędzy 40-45 procent na poziomie UE. Parlament Europejski i KE oczekują celu 45 procent, ale państwa członkowskie na razie nie są gotowe na taki poziom ambicji. Pomimo, że nie będzie obowiązkowych celów krajowych w tym obszarze, to wiadomo, że każde państwo będzie musiało przedstawić oczekiwany poziom kontrybucji do podwyższonych celów unijnych do 2030 roku w swoich Zintegrowanych Krajowych Planach na rzecz Energii i Klimatu. Oznacza to konieczność rewizji w górę polskich celów w rządowych dokumentach strategicznych.
Cel 45 procent OZE do 2030 roku w energii finalnej proponowany przez Parlament przekłada się przede wszystkim na konieczność znacznego zwiększenia udziału OZE w produkcji energii elektrycznej – zgodnie z danymi Komisji, oznacza to ok. 70 procentowy udział OZE w produkcji prądu i 47 procentowy w produkcji ciepła i chłodu w 2030 roku na poziomie całej UE.
Pozostałe kluczowe w rewizji dyrektywy OZE elementy propozycji KE dla energetyki i ciepłownictwa z uwzględnieniem zmian w REPowerEU to: 1) rozszerzenie zastosowania kryteriów zrównoważoności dla spalania biomasy o mniejsze instalacje (z 20 do 5 MW) i utrudnienia w jej wykorzystaniu na cele energetyczne; 2)zwiększenie docelowego udziału energii ze źródeł odnawialnych oraz ciepła i chłodu odpadowego w ciepłownictwie systemowym i chłodzeniu do 2,1 procent średniorocznie; 3) obowiązek dokonania oceny barier regulacyjnych i administracyjnych dla długoterminowych umów na zakup energii ze źródeł odnawialnych (tzw. kontrakty PPA) oraz usuwania nieuzasadnionych barier dla takich umów.
Kolejnym ważnym punktem w 2023 roku będzie domknięcie rewizji dyrektywy o efektywności energetycznej (tzw. dyrektywy EED). W ramach pakietu REpowerEU, KE zaproponowała zwiększenie celu efektywności energetycznej z 9 do 13 procent do 2030 roku, względem prognoz z 2007 roku. W praktyce będzie to oznaczać konieczność kolejnego obowiązkowego ograniczenia wolumenu energii sprzedawanej przez sektor elektroenergetyczny odbiorcom końcowym w skali roku.
Co ważne dla polskiego sektora ciepłowniczego, Komisja i Parlament Europejski chcą zmienić kryteria wysokosprawnej kogeneracji poprzez dodanie wskaźnika emisyjności produkcji energii elektrycznej i ciepła poniżej 270g CO2/kWh (liczonego na jednostkę energii, tj. łącznie energii elektrycznej i ciepła). W praktyce ok. 70 procent działających w Polsce instalacji kogeneracyjnych opartych na węglu oraz część istniejącej kogeneracji gazowej w Polsce „wypadłoby” z kryteriów wysokosprawnej kogeneracji z uwagi na wyższą emisyjność, co wiązałoby się z potencjalną utratą wsparcia.
Przyjęcie rewizji dyrektyw OZE i EED nastąpi prawdopodobnie w pierwszej połowie 2023 roku jeszcze za Prezydencji Szwedzkiej.
W sprawie dyrektywy o charakterystyce energetycznej budynków kluczowa walka w 2023 roku toczyć się będzie o ustalenie minimalnych standardów wydajności energetycznej.
Prezydencja Szwedzka deklaruje także, że przyspieszy prace nad propozycjami w zakresie stworzenia rynku wodoru i zdekarbonizowanych gazów, które spowolniły nieco z uwagi na kryzys energetyczny. Finalny pakiet wodorowo-gazowy zostanie przyjęty raczej już za Prezydencji Hiszpanii w drugiej połowie 2023 roku.
Szwedzi będą też kontynuować prace nad wnioskiem dotyczącym Rozporządzenia w sprawie redukcji emisji metanu w sektorze energetycznym. Pierwotna propozycja Komisji Europejskiej dotycząca monitorowania i redukcji emisji metanu w kopalniach była bardzo restrykcyjna, natomiast zarówno Rada jak i Parlament istotne rozwodniły te propozycje w swoich stanowiskach. W 2023 roku sfinalizowane zostaną negocjacje w tym zakresie.
Z istotnych kwestii dla polskiej energetyki poza pakietem „Gotowi na 55” należy wspomnieć przede wszystkim o rewizji dyrektywy o emisjach przemysłowych (tzw. dyrektywy IED), regulującej emisje zanieczyszczeń m.in. z dużych źródeł spalania paliw. Szwedzka prezydencja zgodnie ze swoim planem prac nada priorytet rewizji tej dyrektywy w pierwszej połowie roku.Projekt rewizji dyrektywy w wersji Komisji Europejskiej istotnie potencjalnie zwiększyłby obowiązki i niezbędne nakłady inwestycyjne dla operatorów elektrowni i elektrociepłowni konwencjonalnych, w tym zwłaszcza węglowych, z uwagi na ich wysoki poziom emisji zanieczyszczeń.
Szczególnie dotkliwe mogą być proponowane przez KE dolne (tj. najbardziej restrykcyjne) normy emisji zanieczyszczeń wyznaczone w oparciu o najlepsze dostępne technologie, jak i utrudniony dostęp do odstępstw od nich, a także minimalne wymogi dotyczące efektywności energetycznej instalacji energetycznych. Tym niemniej, dotychczasowe prace zarówno w Radzie UE jak i w PE idą w kierunku istotnego rozwodnienia propozycji Komisji, podobnie jak w przypadku Rozporządzenia metanowego. Zamknięcie negocjacji w sprawie dyrektywy IED i Rozporządzenia metanowego planowane jest na koniec 2023 roku już za Prezydencji Hiszpanii.
Zełenski dziękuje Europie za wsparcie w energetyce i obiecuje zielone projekty po wojnie
